Stellungnahme des Umweltbundesamtes zum Referentenentwurf des Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG) 2021 - BMWi
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Dessau-Roßlau, 17.09.2020
Stellungnahme des Umweltbundesamtes
zum Referentenentwurf des Erneuerba-
ren-Energien-Gesetz (EEG) 2021
1. Herkunftsnachweise/Stromkennzeichnung
Umsetzung RED II: Ermöglichen von kombinierten Herkunfts-
nachweisen für erneuerbare Energie (EE) und hocheffiziente
Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)
Das untergesetzliche Recht (EEV und HkRNDV) ist zu ertüchtigen, da-
mit das Umweltbundesamt Herkunftsnachweise (HKN) für EE-Strom
ausstellen kann, der in hocheffizienter KWK erzeugt worden ist. Hiermit
wird die Vorgabe aus Art. 19 Abs. 8 S. 5 der neuen Erneuerbare-
Energien-Richtline der EU 2018/2001/EU (RED II) umgesetzt. Der Refe-
rentenentwurf sieht bereits vor, dass das BAfA zukünftig keine KWK-
HKN mehr für Strom aus EE ausstellt (Artikel 15). Es bedarf aber weite-
rer Regelungen für die Administrierung der EE-KWK-HKN im Herkunfts-
nachweisregister. Der KWK-Teil ist dabei als Zusatzangabe auf dem
HKN auszugestalten, für die sich ein EE-KWK-Anlagenbetreiber ent-
scheiden kann, wenn er das möchte. Wenn dies nicht gewünscht ist,
erhielte der Anlagenbetreiber wie bisher EE-HKN für diese Strommenge.
Die KWK-Zusatzangabe enthält die Pflichtmerkmale aus der Energieeffi-
zienz-Richtlinie 2012/27/EU. Diese Merkmale sowie die Tatsache, dass
der Strom, für den der HKN ausgestellt werden soll, tatsächlich in hoch-
effizienter KWK erzeugt worden ist, bedürfen bei Anlagen über 100kW
installierter Leistung der umweltgutachterlichen Bestätigung.
Erneuerbare Energien in der Stromkennzeichnung
Die Stromkennzeichnung insgesamt und besonders der erneuerbaren
Energien ist komplex und für die Verbraucherinnen und Verbraucher nur
schwer verständlich. Um den Informationsgehalt der Stromkennzeich-
nung zu erhöhen, die Prüfmöglichkeiten des Umweltbundesamtes hin-
sichtlich des erneuerbaren Anteils zu verbessern und den Erlass ver-bindlicher Vorgaben für die Darstellung des Stromkennzeichens zu ver-
einfachen, sind Anpassungen erforderlich.
o Änderungen im EEG (§ 78) und im EnWG (§ 42) sind nötig, um zu
bewirken, dass der EEG-Anteil künftig nur noch im Produktmix, aber
nicht mehr im Gesamtversorgermix ausgewiesen wird. Mit dieser
Lösung wird den EVU die Möglichkeit gegeben, ihr Beschaffungs-
verhalten im Unternehmensmix abzubilden, während der Produkt-
mix anzeigt, welche Menge an EEG-Strom sie mit der Umlage be-
zahlen und an die Endkund*innen weiterleiten. Damit ermöglichen
wir wieder eine Differenzierbarkeit der Stromanbieter untereinander
und sichtbar für Endkund*innen.
o Zur Verbesserung der Prüfmöglichkeiten des Umweltbundesamts in
Bezug auf die Ausweisung der erneuerbaren Energien in der
Stromkennzeichnung ist eine klarstellende Umformulierung in § 42
Abs. 7 EnWG sinnvoll. Damit kann das Umweltbundesamt von der
BNetzA neben den Liefermengen sonstiger EE auch die Gesamtlie-
fermenge des EVU sowie die letzte Stromkennzeichnung erhalten
und der Prüfung unterziehen.
o Zur Vereinfachung einer Rechtsverordnung, mit der Inhalte aus dem
BDEW-Leitfaden verbindlich gemacht werden können, soll in der
Ermächtigungsgrundlage des § 42 Abs. 8 EnWG die Kompetenz
hierfür dem BMWi mit Einvernehmen BMJV zugewiesen werden.
Überführung der EEG-Gebühren in das Bundesgebührenge-
setz
§ 87 EEG sowie die korrespondierende Vorschrift zu dessen In-Kraft-
Treten sollten noch geringfügig geändert werden. Konkret ist eine Über-
gangsregelung notwendig für die gebührenpflichtigen Leistungen, die
vor dem Stichtag des In-Kraft-Tretens des BGebG begonnen aber noch
nicht vollständig erbracht worden sind. Hier sollte nach dem Vorbild der
entsprechenden Regelung in § 23 Abs. 1 BGebG aus Gründen des Ver-
trauensschutzes noch Altrecht (=VwKostG) angewendet werden. Die
Übergangsregel in § 23 Abs. 1 BGebG läuft im Rahmen der EEG-
Gebühren leer, da sie auf den Stichtag 15.08.2013 abstellt (=In-Kraft-
Treten BGebG). Außerdem ist es erforderlich, dass die Änderung des §
87 EEG zeitgleich mit der BGebV-BMWi, also am 1.10.2021 in Kraft tritt,
und nicht bereits einen Tag früher.
22. Ziele/Bruttoausbau/Auszuschreibende Mengen1
Das EEG beinhaltet keine konkreten, technologiespezifischen Ausbau-
pfade mehr, sondern vielmehr sind in den § 28 bis § 28c auszuschrei-
bende Mengen festgelegt, die mit den in §1 festgelegten Ausbauzielen
korrespondieren sollen. Nur in der Gesetzesbegründung sind die not-
wendigen, technologiespezifischen Bruttoausbaupfade aufgeführt, aller-
dings ohne darzulegen, von welchen Annahmen ausgegangen wird, um
dadurch die in § 1 festgelegten Zielen zu erreichen. Dadurch fehlt ei-
nerseits die notwendige Verbindlichkeit, um den technologiespezi-
fischen Ausbau gesetzlich abzusichern und andererseits fehlt es
an Transparenz bezüglich der Annahmen2.
Zusätzlich sollten in §1 die Ziele des European Green Deal mitverankert
werden, indem die Erreichung einer treibhausgasneutralen Stromver-
sorgung auf Basis der erneuerbaren Energien zwischen 2040 und 2050
festgeschrieben wird.
Im Folgenden weitere Anmerkungen zu einzelnen Punkten:
Ausbaupfade Windenergie an Land (bezugnehmend
auf die Gesetzesbegründung)
Legt man die im EEG angesetzte Förderdauer von 20+1 Jahren als Le-
bensdauer der Windenergieanlagen an, ist mit einem Rückbau von ca.
21,5 GW bis Ende 2029 zu rechnen, wodurch der vorgesehene Brutto-
zubau zu einer installierten Leistung von ca. 66 GW Ende 2029 führen
würde. Angesichts des aktuellen Strompreisniveaus (insb. aufgrund der
Auswirkungen der Corona Krise) ist nicht davon auszugehen, dass
Windenergieanlagen ohne Förderung wirtschaftlich weiterbetrieben wer-
den können, d.h. ihre Betriebskosten (für Wartung und Reparatur) de-
cken können. Ein Weiterbetrieb ist somit mindestens fraglich, vgl. 3.
Selbst unter der Annahme einer Lebensdauer von z.B. 23+1 (24) Jah-
1
Grundsätzlich hält das UBA das Ziel von 65-Prozent-Ausbauziel angesichts
der neu gesetzten gesteckten Ziele eines treibhausgasneutralen Europas bis
2050 und der Rolle des Stromsektors dabei für zu niedrig. Zudem sieht das
UBA auch einige Annahmen, die im Rahmen des Klimaschutzprogramms 2030
getroffen wurden, kritisch. Beispielsweise hält das UBA den darin angenom-
menen Bruttostromverbrauch von 580 TWh im Jahr 2030 für zu gering. Die im
EEG 2021 genannten Ausbauziele entsprechen dem Beschluss der Bundesre-
gierung im Klimaschutzprogramm. Im Rahmen dieser Stellungnahme sind die
folgenden Anmerkungen des UBA zu einzuordnen
2
Insb. Lebensdauer, Realisierungsdauer, Realisierungsquote, Anlagenzubau
außerhalb der Förderung
3ren, würde der anvisierte Bruttozubau zu einer installierten Leistung En-
de 2029 von lediglich ca. 70 GW führen. Der angestrebte Bruttoaus-
bau sollte daher (angesichts der aktuellen Flächenverfügbarkeit)
für die Jahre 2024-2029 erhöht werden. Es sollte zudem ein Mecha-
nismus implementiert werden, welcher im Fall einer weiterhin sys-
tematischen Unterzeichnung der Ausschreibungen für Windenergie
an Land eine entsprechende Anpassung der Ziele für die Photovol-
taik vorsieht.
Anmerkungen zu den vorgesehenen Ausschreibungsvolu-
mina Wind Onshore:
o Setzt man die maximale Realisierungsfrist von 30 Mona-
ten an, „verzögern“ sich die zu erwartenden Bruttozubau-
ten und entsprechend verringert sich die Möglichkeit für
eine Zielerreichung bis Ende 2029 zusätzlich.
o Der für 2023 anvisierte Zubau von 4,3 GW beruht auf
den in 2021 ausgeschriebenen Mengen von 4,5 GW.
Angesichts der aktuell unterzeichneten Ausschreibungen
ist es nicht realistisch, bereits nächstes Jahr 4,5 GW be-
zuschlagen zu können. Vielmehr sollten wenigstens die
in den Ausschreibungsvolumina für 2021 enthaltenen 1,6
GW „Sonderausschreibungen“ auf die Ausschreibungs-
volumina der Jahre 2022-2024 verteilt werden. Ansons-
ten droht, angesichts der vorgesehenen Nachholung der
nicht bezuschlagten Mengen, nach drei Jahren in 2024
ein extremer Sprung in den jährlichen Ausschreibungsvo-
lumina.
o Nicht bezuschlagte Mengen sollten generell nicht erst
drei Jahre später nachgeholt werden, sondern über die
nächsten drei Jahre verteilt werden, sofern das nicht be-
zuschlagte Volumen eine gewissen Schwellwert über-
schreitet (z.B. 500 MW). Bleibt das jährlich nicht bezu-
schlagte Volumen unterhalb dieses Schwellenwertes,
sollte die komplette Fehlmenge bereits im nächsten Jahr
nachgeholt werden. Insbesondere in den Jahren 2026-
2028 sind große Volumina für die Ausschreibung vorge-
sehen. Ohne die vorgeschlagene Änderung wären nicht
bezuschlagte Volumina in diesem Zeitraum für die Errei-
chung des Ausbaus bis 2029 nicht mehr nachzuholen.
o Nicht realisierte Mengen im Rahmen einer Ausschrei-
bung sollten direkt in der auf die Realisierungsfrist fol-
genden Ausschreibungen nachgeholt werden.
4Tabelle 1: Ausbauvorschlag UBA für die Erreichung 71 GW bis 2029 bei einer ange-
3
nommenen Lebensdauer von 23+1 Jahren
Bruttozubau
2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
in GW
Zubau
Wind an Land Referen-
1,5 1,5 1,8 4,3 2,9 3,7 3,9 4,5 4,5 5,4 außerhalb
tenentwurf
Zielmodell
Zubau
Wind an Land Vorschlag
1,5 1,5 1,8 2,3 3,3 4 4,5 5,2 5,4 5,6 außerhalb
UBA
Zielmodell
Ausschreibungsmengen
2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
in GW
Ausschreibungen Ref-
4,5 2,9 3 3,1 3,2 4 4,8 5,8
erentenentwurf
Zubau
Ausschreibungen Vor-
schlag UBA (exkl. Innov. 2,1 3,0 3,7 4,2 4,9 5,0 5,2 5,6 außerhalb
Ausschreibung)
Zielmodell
3
Siehe detaillierte Rechnung in Fehler! Verweisquelle konnte nicht gefun-
den werden.
5Tabelle 2: Ausbauvorschlag UBA für die Erreichung 71 GW bis 2029 bei einer ange-
nommenen Lebensdauer von 20+1 Jahren
Bruttozubau
2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
in GW
Zubau
Wind an Land
Referen- 1,5 1,5 1,8 4,3 2,9 3,7 3,9 4,5 4,5 5,4 außerhalb
tenentwurf Zielmodell
Zubau
Wind an Land
1,5 1,5 1,8 2,5 3,7 4,5 5 6 6 6,5 außerhalb
Vorschlag UBA
Zielmodell
Ausschreibungsm
engen 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
in GW
Ausschreibungen
Referen- 4,5 2,9 3 3,1 3,2 4 4,8 5,8
tenentwurf
Ausschreibungen Zubau
Vorschlag UBA
2,3 3,4 4,2 4,7 5,7 5,6 6,1 6,1 außerhalb
(exkl. Innov.
Ausschreibung) Zielmodell
Ausbaupfade Photovoltaik (bezugnehmend auf die Ge-
setzesbegründung)
Der Ausbaustand Ende 2019 betrug 49,016 GW. Selbst ohne Rückbau
bis Ende 2029 käme man mit den angenommen Bruttozubauen nur auf
98,616 GW. Zwar wurde für kleine PV Anlagen eine Regelung gefunden,
die ein Einspeisen der Anlagen über den Förderzeitraum hinaus ermög-
lichen könnte, dennoch sind die angesetzten Bruttoausbaupfade
deutlich zu gering. Aus Sicht des UBA sollten die Ausschreibevolumi-
na zzgl. Zubau im Kleinanlagensegment eine Installierte Leistung von
mindestens 98 GW 4 ermöglichen. Zwar ist ein Ausbau außerhalb der
Förderung des EEG denkbar; dieser marktgetriebene zusätzliche Zubau
dient dann der Erreichung der anvisierten Zielmarke von 100 GW.
3. Windenergie an Land
„Kurzarbeitergeld“ für Windenergieanlagen an Land.
4
Siehe Fehler! Verweisquelle konnte nicht gefunden werden.
6Grundsätzlich fallen Anfang 2021 ca. 4.500 Windenergieanlagen mit
einer Leistung von ca. 4 GW aus der Förderung des EEG. Ein Großteil
dieser Anlagen wird wahrscheinlich aufgrund der aktuellen Strompreissi-
tuation (in Folge der Corona-Pandemie) „auf Verschleiß“ gefahren oder
direkt zurückgebaut werden, da die Betriebskosten nicht durch die aktu-
ellen Strompreise gedeckt werden können. Ein sinnvoller, wie im Refe-
rentenentwurf vorgesehen, über den Förderzeitraum hinausgehender
Betrieb dieser Anlagen ist kurzfristig nicht realistisch. Bei diesen Anla-
gen handelt es sich häufig um verhältnismäßig kleine Anlagen, die zum
großen Teil nicht repoweringfähig sind. Um einen Nettorückbau in den
nächsten Jahren zu verhindern und den Übergang in die sonstige Di-
rektvermarktung5 zu erleichtern, wäre eine zeitlich kurze und befristete
Anschlussvergütung mit folgenden Eckpunkten sinnvoll:
o Zeitliche Beschränkung der Anschlussförderung auf 3-5 Jah-
re auf Basis der gleitenden Marktprämie
o Einen niedrigen, anzulegenden Wert von ca. 3,8 Cent/kWh.
Dieser Wert ist unserer Einschätzung nach ausreichend nied-
rig, um Direktverträge (PPA) nicht unattraktiv zu machen, und
gleichzeitig aber ausreichend, um die Betriebskosten vieler
Altanlagen decken zu können.
o Weiter geförderte Anlagen sollten weiterhin Zugang zur Aus-
fallvermarktung haben und - solange sie gefördert werden -
keine HKN bekommen können.
o Ein Repowering würde - unserer Einschätzung nach -
dadurch nicht unattraktiver, da einerseits nur eine zeitlich be-
fristete und geringe Förderung vorgesehen ist, und anderer-
seits das Risiko besteht, das perspektivisch durch Fort-
schreibung der Planung ggf. die Möglichkeit für ein
Repowering entfällt, wenn, zugunsten dieser Regelung, damit
gewartet würde.
o Die Anlagen sollten einmalig die Möglichkeit bekommen, in
die sonstige Direktvermarktung zu wechseln.
Anmerkung zu § 36k: Finanzielle Beteiligung der Kommu-
nen und Bürgerstromtarife
Nach unserer Einschätzung reicht der Ökostrommarkt mengenmäßig alleine bei
weitem nicht aus, um den betroffenen Anlagen einen Weiterbetrieb zu ermögli-
chen. PPAs zwischen Industrie und EE Anlagen sind bisher nicht in großen
Umfang absehbar.
7Zu § 36k wird vorgeschlagen, die finanzielle Beteiligung von Kommunen
sowie das Anbieten von Bürgerstromtarifen nicht auf die Standortge-
meinde zu begrenzen, sondern auf angrenzende Gemeinden zu erwei-
tern, soweit diese durch die räumliche Nähe betroffen sind. Räumliche
Nähe könnte bspw. anhand des 10-fachen Radius der Gesamthöhe der
Anlage, gemessen vom Turmfuß der Anlage, definiert werden. Die nach
Absatz 2 verpflichtende Zuwendung könnte anteilig entsprechend den
Flächen verteilt werden, die die jeweilige Gemeinde im zu Grunde geleg-
ten Radius aufweist, ins Verhältnis gesetzt zur Gesamtfläche dieses
Radius (vgl. auch Aktionsplan für mehr Teilhabe und regionale Wert-
schöpfung des Bundesverbands für Windenergie). Für das Anbieten von
Bürgerstromtarifen nach Absatz 3 sollte keine anteilige Verteilung der
Verträge vorgegeben werden.
Begründung: Das UBA begrüßt eine Verpflichtung zur finanziellen Betei-
ligung. Finanzielle Beteiligung bietet die Möglichkeit, Akzeptanz vor Ort
zu erhöhen und den weiteren Ausbau der Windenergie voranzubringen.
Mit einer Begrenzung der Beteiligung auf die Standortkommune werden
jedoch möglicherweise in gleichem Maße betroffene, angrenzende Ge-
meinden ausgeschlossen. Damit kann empfundene Ungerechtigkeit vor
Ort zunehmen und Akzeptanz für zukünftige Vorhaben weiter vermindert
werden. Im Gegensatz zu Standortkommunen profitieren angrenzende
Kommunen nicht von Gewerbesteuer oder möglichen Einnahmen durch
Verpachtung kommunaler Flächen. Eine im EEG vorgeschriebene Betei-
ligung von Kommunen und Bürgern im Umfeld zu Windenergieprojekten
bietet die Möglichkeit, Beteiligung anhand der Betroffenheit zu bemes-
sen und damit einen Beitrag zu mehr Akzeptanz vor Ort zu leisten.
Zu §§ 99 Berichte der Länder6:
Das UBA befürwortet grundlegend die Berichtspflicht der Länder. Für §
99 einschl. der Begründung zu Nummer 118 schlägt das UBA konkrete
Änderungen vor:
Für Absatz 1 Nummer 1 und 3 wird eine Klarstellung vorgeschla-
gen, welche Informationen seitens der Länder bereitgestellt wer-
den sollen.
Weiterhin wird vorgeschlagen, Nr. 4 und 5 zu streichen, da die
Berichterstattung in dieser Form als fachlich nicht zielführend
eingestuft wird.
6
Siehe auch von UBA kommentierte Änderungen im Referentenentwurf
8 Die Ermittlung der Eignung und Ausweisung von Flächen erfolgt
in der Regel nach einem kriteriengestützten, nachvollziehbaren
Verfahren (harte und weiche Tabukriterien, Restriktionen) durch
die Regional- oder Kommunalplanung, unabhängig der Eigen-
tumsverhältnisse. Eine einheitliche, landesweite Ermittlung ist
nicht möglich, so dass auch eine wie unter 4. genannte Eignung
nicht einheitlich definiert werden kann. Ein anderer Ansatz könn-
te sein, lediglich landeseigene und kommunale Flächen, welche
in festgesetzten Gebieten liegen, als geeignet zu definieren. Es
wird jedoch nicht klar, ob sich Nr. 4 darauf bezieht.
In der Regel haben aufgrund des im vorherigen Absatz beschrie-
ben Vorgehens Länder und Kommunen keinen direkten Einfluss
darauf, in welchem Umfang eigene Flächen ausgewiesen wer-
den. Auf kommunaler Ebene ist dies in BW, BY, RP, NRW und
teilweise in NI möglich. Zudem besteht kein Einfluss darauf, ob
eigene Flächen geeignet sind. Wie bereits beschrieben, wäre der
einzige Weg, voraussichtlich geeignete Flächen in die Auswei-
sungsprozesse einzubringen. Aus Nr. 5 geht nicht klar hervor,
was berichtet werden soll. Möglich wäre den Umfang an Flächen
zu berichten, welche innerhalb festgesetzter Gebiete liegen. Der
Mehrwert dieser Information ist jedoch aus fachlicher Sicht ge-
ring. Nicht unwesentlich kann die Rolle von Kommunen bspw. für
die Zuwegung sein. Das fällt jedoch nicht unbedingt unter Fläch-
enbereitstellung.
4. Biomasse
Das im Klimaschutzprogramm 2030 festgehaltene Ziel für Biomassean-
lagen (8,4 GW installierte Leistung bzw. 42 TWh Strom aus Biomasse)
stellt ungefähr eine Fortführung des Status Quo dar, ist aus Umweltsicht
aber dennoch zu hoch. Laut AGEE-Stat betrug die installierte Leistung in
Biomasseanlagen 2019 8,3 GW (ohne Klär- und Deponiegas und den
biogenen Anteil des Abfalls) und es wurden 42,8 TWh (bzw. mit Klär-
und Deponiegas und den biogenen Anteil des Abfalls 50,4 TWh) Strom
aus Biomasse erzeugt. Bereits jetzt werden laut FNR 1,65 Mio ha für die
Pflanzenproduktion für Biogas genutzt und gehen mit der energetischen
Nutzung von Biomasse erhebliche Umweltwirkungen einher (z.B. Nähr-
stoffüberschüsse, Verengung der Fruchtfolgen). Um diese negativen
Umweltwirkungen zu reduzieren, sollte durch eine Steuerung im EEG
die Nutzung von nicht stofflich nutzbaren Abfall- und Reststoffen ver-
stärkt und der Einsatz von Anbaubiomasse noch stärker beschränkt
werden! Dazu wären z.B. zusätzliche Änderungen die Gül-
le(klein)anlagen (vgl. (a)) und Bioabfall-Vergärungsanlagen (vgl. (b))
9betreffend nötig und der Einsatz von nachwachsenden Rohstoffen sollte
stark beschränkt sein (vgl. (c)).
Da die nicht stofflich nutzbaren biogenen Abfall- und Reststoffpotenziale
begrenzt sind und an anderer Stelle im Energiesystem eingesetzt wer-
den sollten, sollte eine deutliche Reduktion der installierten Leistung von
Biomasseanlagen zur Stromerzeugung zum Ziel gesetzt werden und die
verbleibende Leistung sehr flexibel eingesetzt werden (vgl. (d)). Eine
installierte Leistung von 8,4 GW, verbunden mit den im Klimaschutzpro-
gramm 2030 als Ziel formulierten 42 TWh Stromerzeugung aus Biomas-
se ist – vor allem ohne eine deutliche Lenkung weg von Anbaubiomasse
- nicht umweltverträglich möglich.
(a) Güllevergärung stärken
Im vorliegenden EEG-Entwurf sind keine neuen Anreize zur Güllevergä-
rung enthalten. Stattdessen wird die Degression für Güllekleinanlagen
fortgesetzt und der Maisdeckel eingefroren. Langfristig sollte die Vergä-
rung der Gülle zwar als Klimaschutzmaßnahme der Landwirtschaft nicht
über den Strompreis finanziert werden, doch um die Güllevergärung
möglichst schnell anzureizen, sollten folgende Anpassungen im EEG
vorgenommen werden (vgl. Ergebnisse des Projekts „HemBio“):
- Sondervergütungsklasse nach § 44 nach oben hin öffnen. Dabei
Gülleanteil (außer Geflügel- und Pferdemist) bis 40 kWel mit 30
ct/kWh vergüten, darüber hinaus gehende Stromproduktion ent-
sprechend Ergebnissen der letzten Ausschreibung vergüten.
(damit ergibt sich für eine 75 kW Anlage mit 80% Gülle und 20%
NawaRo ein ähnlicher Vergütungssatz wie der aktuelle anzule-
gende Wert für „Güllekleinanlagen“)
- Wechselmöglichkeit von Bestandsanlagen in die Sondervergü-
tungsklasse schaffen!
- § 9 (5): Um Kosten für den Bau von Lagerkapazitäten zu sparen
sollte eine alternative Regelung zu den festen 150 Tagen Ver-
weilzeit im gasdichten System für Güllevergärungsanlagen disku-
tiert werden. Denkbar wäre der Nachweis eines maximalen
Restgaspotenzials von 1% über Messungen oder eine Änderung
auf „50 Tage plus 2% je 1% NawaRo“.
(b) Bioabfallvergärung nicht verhindern
Auch für Bioabfallvergärungsanlagen bedeuten die Änderungen im
EEG-Entwurf – mit Ausnahme der verlängerten Realisierungsfrist (§ 39e)
– eine Verschlechterung der ohnehin eingeschränkten Förderung über
10das EEG. Um die aus Umweltsicht sinnvolle Vergärung von Bioabfällen
über das EEG zu unterstützen bedarf es folgender Maßnahmen (vgl.
Ergebnisse des Projekts „HemBio“):
- Festvergütung von Strom aus Bioabfallvergärungsanlagen (die
Höhe der Vergütung ist nicht so ausschlaggebend wie die Re-
duktion von Unsicherheiten)
- Wenn die Teilnahme an der Ausschreibung verpflichtend bleibt:
o statt BImSchG-Genehmigung kommunalen Beschluss im
EEG zulassen (Die für die Teilnahme an der Ausschrei-
bung vorzulegende Genehmigung ist eine wesentliche
Hürde)
o Degression für Bioabfallvergärungsanlagen aussetzen
(c) Einsatz nachwachsender Rohstoffe beschränken
Wenn die Ausschreibungsmengen nicht deutlich reduziert werden, soll-
ten an die Vergütung zumindest höhere Umweltanforderungen geknüpft
werden:
- Die steigenden Ambitionen des Maisdeckels (§ 39 i (1)) sollten
wie im EEG 2017 angelegt fortgeführt werden
- Alternativ dazu könnte als Präqualifikation in Ausschreibungsver-
fahren ein Kriterium „hoher Gülleanteil“ (80%) festgelegt werden
Aus Umweltsicht sollte den kleineren (5. Photovoltaik
Ausschreibungen für Dachanlagen
Ein separates Ausschreibesegment, um den Ausbau großer Dachanla-
gen anzureizen, ist grundsätzlich zu begrüßen. Das UBA schlägt vor
die Ausschreibung aber zunächst für Dachanlagen > 750 kW mit
dem angesetzten Volumen von 200 MW vorzusehen. Diese Schwelle
könnte ab 2025 auf 500 kW bei entsprechender Erhöhung des Volu-
mens abgesenkt werden.
Angaben in
[MW] 500-749 kW 749-750 kW 500-750 kW
Q1/2019 191 130 322
Q2/2019 82 37 119
Q3/2019 86 52 138
Q4/2019 43 34 77
Summe 402 253 656
Hintergrund (Siehe obige Tabelle):
o Ziel sollte es sein den Ausbau großer Dachanlagen zu-
sätzlich anzureizen, da vor allem der Ausbau der Photo-
voltaik momentan verlässlich erfolgt (auch im Rahmen
der Ausschreibungen). Hier scheinen zusätzliche Aus-
baupotenziale erschließbar.
o Das Segment von Dachanlagen > 750 kW wurde bisher
nicht zugebaut, scheint aber angesichts eines Zubaus
von 253 MW von Dachanlagen mit einer Größe 749- 750
KW im Rahmen der Direktvermarktung in 2019 sehr viel-
versprechend, da davon ausgegangen werden kann das
diese Anlagen ohne die „Beschränkung“ auf 750 kW grö-
ßer gebaut worden wären.
o Insgesamt wurden im Segment 500-750 kW 656 MW zu-
gebaut. Würde man die Ausschreibung wie im Referen-
tenentwurf vorgesehen beibehalten, würde man das die-
ses Segment auf 200 MW Ausbau pro Jahr beschränken.
o Dies würde insgesamt zu einem geringeren Ausbau an
großen Dachanlagen führen.
Separate Förderung für Anlagen ohne Eigenverbrauch:
Die Fördersätze für den Zubau von kleinen PV Anlagen bis 40 kW sind
schon heute oftmals nur aufgrund des Eigenverbrauches auskömmlich.
12Es sollte beim Zubau eine Option für einen Vergütungsbonus (z.B. 2,5
Cent/KWh7) geben, welchen nur ausgezahlt, wenn der gesamte in einer
Anlage erzeugt Strom eingespeist würde. Dies hätte folgende Vorteile:
o Ein Ausbau ohne Eigenverbrauch und damit ohne Anrei-
ze zu einer rein betriebswirtschaftlichen Einzeloptimie-
rung wären möglich.
o Bilanzielle Nachteile des Eigenverbrauchs würden verrin-
gert.
o Mögliche Änderungen bzgl. Abgaben und Steuern hätten
keine Rückwirkungen auf den Ausbau, der ansonsten zu-
nehmend auf der Vermeidung von Abgaben und Steuern
basiert.
Anpassung der Degression:
Die im Rahmen des Referenzenentwurf vorgeschlagene Degressionsre-
gelung sollte wie folgt angepasst werden:
Die „Basisdegression“ innerhalb des geplanten Zielkorridors zwischen
1.900 MW und 2.300 MW sollte auf 0,5% abgesenkt werden. Die bishe-
rige Basisdegression bezogen auf den Punktwert von 1.900 MW lag
ebenfalls bei 0,5 % pro Monat. Gerade vor dem Hintergrund, dass der
Preisrückgang bei PV-Modulen nur noch wenig Einfluss auf die System-
kosten bei Dachanlagen hat, sollte auf eine Verschärfung der Degressi-
on verzichtet werden.
6. Geothermie
Der Vorschlag, die Degression für Geothermie in § 45 EEG 2021 zu
verschieben und gleichzeitig zu reduzieren wird begrüßt. Die Höhe der
Degressionsreduktion (2 statt 5 Prozent) ist jedoch nicht ausreichend.
Vorschlag UBA: Reduzierung des Degressionswertes auf 1 Prozent.
Bei Stromerzeugung mit Geothermie ist zu beobachten, dass es beinahe
vollständig zu einem Erliegen der Aktivitäten gekommen ist. Die vorge-
schlagene Anpassung der Degression adressiert einen der dafür ver-
antwortlichen Gründe, der darin besteht, dass aufgrund der langen Pro-
jektrealisierungszeiträume (5 Jahre oder mehr) aktuell keine ausrei-
chende Planungssicherheit für potentielle Projektbetreiber gegeben ist.
7
Die Höhe des Bonus wurde für diese Stellungnahme nicht genauer abge-
schätzt. Dies müsste im Nachgang erfolgen.
13Grundsätzlich soll mit der Degression vor allem dem Umstand Rech-
nung getragen werden, dass aufgrund von steigenden Erfahrungen Kos-
tensenkungen erreicht werden. Eine entsprechende Lernkurve hat aller-
dings in der Geothermie noch nicht eingesetzt, daher sollte ein nieder-
schwelliger Degressionswert angesetzt werden, wie er bereits in frühe-
ren Versionen des EEG bestand (EEG vor Novellierung im Jahr 2012).
Die langen Projektrealisierungszeiträume und die erwartbar geringe Pro-
jektanzahl lassen eine unkontrollierte Kostenentwicklung der EEG-
Umlage nicht erwarten. Durch die regelmäßige Marktbeobachtung in der
wissenschaftlichen Begleitung des EEG können Entwicklungen beo-
bachtet und Reaktionen rechtzeitig eingeleitet werden. Zusätzlich wäre
auch eine weitere Verschiebung der Degression über das Jahr 2022
hinaus denkbar, da Projekte, die aktuell angereizt werden, nicht von der
vollen Förderhöhe profitieren können.
14ANHANG
Tabelle 3: Auswertungen und Vorschläge zu den Bruttoausbaupfaden und Ausschreibungsmengen zur Windenergie an Land - UBA
Anhang
Summe 2020-
Historische Daten 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2029 inkl.
Installierte Leistung 52447 53333
Bruttozubau historisch 2813 963
Jährlicher Zubau Netto [MW] 2273 886
Jährlicher Rückbau [MW] nach 20+1 Jahren 194 77 100 4731 2641 3238 2405 2038 1829 2226 1642 678 2903 21528
Jährlicher Rückbau [MW] nach 23+1 Jahren 194 77 100 723 788 1558 1662 2641 3238 2405 2038 1829 2226 16982
Summe 2020-
Referentenentwurf EEG 2021 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2029 inkl.
Vorgeschlagener Bruttoausbau BMWi [MW] 1500 1500 1800 4300 2900 3700 3900 4500 4500 5400 34000
Vorgeschlagenen Ausschreibemengen BMWi [MW] 4500 2900 3000 3100 3200 4000 4800 5800 31300
Summe 2020-
UBA Annahmen für Lebensdauer 20+1 Jahre 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2029 inkl.
Notwendiger Bruttoausbau [MW] UBA Lebensdauer
20+1 Jahre 1500 1500 1800 2500 3700 4500 5000 6000 6000 6500 6500 39000
Sich ergebender Nettozubau (UBA) 1400 -3231 -841 -738 1295 2462 3171 3774 4358 5822 3597 17472
Installierte Leistung [MW] 54733 51502 50661 49923 51218 53680 56851 60625 64983 70805 74402
Ausschreibemengen Windenergie[MW], exkl.
Innovationsausschreibung (2 Jahre
Realisierungszeitraum; 100 % Realisierungsquote) 2250 3425 4200 4675 5650 5625 6100 6075 38000
Ausschreibemengen Windenergie [MW], exkl.
Innovationsausschreibung (2 Jahre
Realisierungszeitraum; 90 % Realisierungsquote) 2500 3806 4667 5194 6278 6250 6778 6750 42222
Summe 2020-
UBA Annahmen für Lebensdauer 23+1 Jahre 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2029 inkl.
Notwendiger Bruttoausbau UBA [MW]Lebensdauer
23+1 1500 1500 1800 2300 3300 4000 4500 5200 5400 5600 6000 35100
Sich ergebender Nettozubau (UBA) [MW] 1400 777 1012 742 1638 1359 1262 2795 3362 3771 3774 18118
Installierte Leistung [MW] 54733 55510 56522 57264 58902 60261 61523 64318 67680 71451 75225
Ausschreibemengen Windenergie [MW] , exkl.
Innovationsausschreibung (2 Jahre
Realisierungszeitraum; 100 % Realisierungsquote) 2050 3025 3700 4175 4850 5025 5200 5575 33600
Ausschreibemengen Windenergie [MW], exkl.
Innovationsausschreibung (2 Jahre
Realisierungszeitraum; 90 % Realisierungsquote) 2278 3361 4111 4639 5389 5583 5778 6194 37333
Annahmen:
- Die historischen Ausbaudaten basieren auf Daten der AGEE Stat.
- Der Rückbau für 2020 wurde geschätzt.
- Der Rückbau für 2021 bei 20+1 Jahren Lebensdauer wurde anhand des historischen Ausbaus und des uns bekannten Rückbaus ermittelt. Ver-schiedene andere Quellen gehen von einem Rückbau von 3,6 -4,5 GW aus.
16Tabelle 4: Auswertungen und Vorschläge zu den Bruttoausbaupfaden und Ausschreibungsmengen zur Photovoltaik - UBA
Summe 2020-
Historische Daten 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2029 inkl.
Installiert Leistung 45181 49016
Bruttozubau historisch 2902 3857
Jährlicher Zubau Netto [MW] 2888 3835
Jährlicher Rückbau [MW] nach 20+1 Jahren 16 44 62 120 139 670 951 843 1271 1950 4446 6066
Jährlicher Rückbau [MW] nach 25 Jahren 6 10 14 12 16 44 62 120 139 670 951 1093
Summe 2020-
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2029 inkl.
Vorgeschlagener Bruttoausbau BMWi 4000 4600 4800 4800 4800 4800 5300 5400 5500 5600 49600
Netto Zubau bei 20+1 Jahren Lebensdauer 3984 4556 4738 4680 4661 4130 4349 4557 4229 3650 43534
Sich ergebende Installierte Leistung Lebensdauer
20+1 53000 57556 62294 66974 71635 75765 80114 84671 88900 92550
Netto Zubau bei 25 Jahren Lebensdauer 3994 4590 4786 4788 4784 4756 5238 5280 5361 4930 48507
Sich ergebende Installierte Leistung Lebensdauer
25 53010 57600 62386 67174 71958 76714 81952 87232 92593 97523
Ausschreibungen Dach 200 200 400 400 800 1000 1100 1200 5300
Ausschreibungen Freifläche 1900 1700 1700 1700 1700 1600 1600 1600 13500
Zubaupfad Kleinalagen 2300 2300 2100 2100 1700 1500 1400 1300 1300 1300 16000
Gesamt Zielausbau PV (exkl. Inno und Aussbau
Außerhalb der Förderung) bei 2 Jahren
Realisierungsfrist PV 4600 4800 4200 4000 3800 3600 3900 3900 4000 4100 36800
Summe 2020-
UBA Annahmen 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2029 inkl.
Ausschreibungen Dach 200 200 400 400 800 1000 1100 1200 5300
Ausschreibungen Freifläche 1900 1900 1900 1900 1900 1900 1900 1900 15200
Zubaupfad Kleinalagen 2300 2300 2400 2400 2400 2400 2500 2500 2500 2500 21700
Innovationsausschreibung 250 275 300 325 350 375 400 425
Bruttoaussbau 4000 4600 4800 4750 4775 5000 5025 5550 5775 5900 6025 50175
Nettozubau 20+1 3984 4556 4738 4630 4636 4330 4074 4707 4504 3950 44109
Nettozubau 25 3994 4590 4786 4738 4759 4956 4963 5430 5636 5230 49082
Installierte Leistung 20+1 53000 57556 62294 66924 71560 75890 79964 84671 89175 93125
Installierte Leistung 25 53010 57600 62386 67124 71883 76839 81802 87232 92868 98098
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